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近日，臨泉金朔風(fēng)力發(fā)電有限公司發(fā)布了《金風(fēng)科技臨泉縣單橋150MW風(fēng)電項目EPC總承包招標(biāo)公告》，依據(jù)招標(biāo)公告，該項目風(fēng)電裝機150MW，配套建設(shè)的儲能電站規(guī)模為150MW/150MWh，儲能功率配建規(guī)模已達(dá)到風(fēng)電裝機規(guī)模的100%！

100%的儲能配比，創(chuàng)下國內(nèi)新能源配建儲能項目的儲能配比新高，顯然已是國內(nèi)之最！

經(jīng)查該項目位于安徽省阜陽市。事實上，安徽省的新能源配儲比例一直位于全國前列：

2021年12月安徽省能源局發(fā)布的《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》顯示，大量風(fēng)電項目的儲能配置比例達(dá)到新增風(fēng)電裝機的50%以上，個別項目甚至高達(dá)風(fēng)電裝機98%，一度令業(yè)界嘩然。

2022年7月安徽省能源局發(fā)布的《關(guān)于2022年第一批次風(fēng)電和光伏發(fā)電項目開發(fā)建設(shè)方案》，風(fēng)電儲能配比較2021年下調(diào)，但仍舊高于25%，另外，光伏項目的配儲比例為13%左右。

不斷攀升的新能源儲能配比

除一騎絕塵的安徽外，我國新能源配儲比例越來越高之勢已然顯現(xiàn)，10%，15%的配置比例已屬常規(guī)設(shè)置，20%、25%的配置比例正不斷出現(xiàn)。

以9月份開始招投標(biāo)的部分新能源配儲項目為例，就有新疆、甘肅、西藏、內(nèi)蒙、海南等地新能源配置儲能比例超過了20%。并且在這些項目中，儲能時長除2小時外，4小時、5小時的長時儲能也屢見不鮮。例如西藏的存量光伏項目，按照25%，持續(xù)放電時長5小時配置儲能，儲能相當(dāng)于可以存儲光伏按額定功率發(fā)電時，1小時的發(fā)電量（參考文章：25%/4小時，西藏光伏項目開始高比例配置儲能）。

新能源配置儲能的需求，已經(jīng)成為目前儲能發(fā)展最主要的驅(qū)動力，大比例配儲愈演愈烈的情況下，儲能的裝機容量預(yù)計還要節(jié)節(jié)高升。


新能源配儲

賠本賺吆喝

但明顯落后的市場機制，也為新能源配置的儲能獲得合理收益蒙上了陰影。

假設(shè)儲能設(shè)備生命周期可循環(huán)6000次，每次充放電深度90%，循環(huán)效率90%，不考慮容量衰減等因素，則全生命周期，1kWh的儲能可放出電量4860kWh（1kWh*90%*90%*6000次）。而以新能源配儲的儲能系統(tǒng)采購均價1.487元/Wh考慮（參考文章：3.8GW/14.65GWh,十月儲能項目中標(biāo)分析），1kWh的儲能系統(tǒng)造價為1487元。

因此，1KWh的儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)每放出一度電，需要承擔(dān)的投資成本為0.3060元（1487/4860）。配置于新能源場站的儲能設(shè)備，顯然放出每一度電可獲得的收益要高于此，才會具有盈利價值。

目前，西北區(qū)域的風(fēng)光電站上網(wǎng)電價多數(shù)不高于0.3元/kWh，即使儲能從風(fēng)光電站充電時電價為0，放電電價收益全歸屬儲能電站，也不足以彌補儲能的投資。

簡單的進(jìn)行風(fēng)光電站棄電回收，新能源場站內(nèi)的儲能項目想要盈利顯然很難，必須寄希望于深度參與各類電力市場，包括電力輔助服務(wù)市場、電能量市場（現(xiàn)貨市場）等。

然而，目前的市場機制并沒有給新能源配儲創(chuàng)造更多的可操作的空間，例如：

安徽省在2022年5月、2020年12月分別出臺了《安徽電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（征求意見稿）》，《安徽電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，規(guī)定了儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)的相關(guān)條款和補償機制，但仍未看到實質(zhì)的運行效果。

新疆的支持政策需要追述到2020年。時年5月，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則》，提出充電功率在0.5萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間2小時以上參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的電化學(xué)儲能設(shè)施，可獲得0.55元/千瓦時的補償。但極低的調(diào)用小時數(shù)，使這一政策的效果大打折扣。有關(guān)數(shù)據(jù)顯示，2021年折合全年利用小時數(shù)恐不超過200小時。

寧夏2021年11月、7月、3月寧夏曾分別出臺過《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》、《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于加快促進(jìn)儲能健康有序發(fā)展的通知》、《寧夏電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（征求意見稿）》。其中前兩個項目為獨立儲能電站的運行創(chuàng)造了一定的條件，最后一個政策指出，儲能與新能源的交易分為雙邊交易和單邊交易兩種：雙邊交易時，如與平價上網(wǎng)項目簽訂合約，則交易電價原則上不可能高于上網(wǎng)電價（燃煤標(biāo)桿電價，0.2595元／千瓦時）；單邊競價需在雙邊交易以外，仍有富裕容量才能提供，顯然可提供的服務(wù)量較難核算。顯然也不足以為新能源配儲的應(yīng)用提供足夠的收益。

海南位于南方電網(wǎng)，結(jié)合南方電網(wǎng)的電力市場改革，海南省在調(diào)峰、調(diào)頻等領(lǐng)域均有儲能可參照的相關(guān)條款，如2020年發(fā)布的《海南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（結(jié)算試運行版）》；2020年發(fā)布的《南方區(qū)域統(tǒng)一調(diào)頻輔助服務(wù)市場建設(shè)方案》；2021年發(fā)布的《南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（征求意見稿）》；2022年發(fā)布的《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》、《南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》等。但海南電網(wǎng)的輔助服務(wù)補償額很小，海南省新能源配儲的應(yīng)用是否具有經(jīng)濟價值，尚待商榷。

新能源配置儲能仍處于賠本賺吆喝的階段。

莫讓儲能成為新能源企業(yè)的沉重負(fù)擔(dān)

新能源強配儲能源于2019年，盡管業(yè)內(nèi)一直對以行政命令方式要求新能源強配的做法褒貶不一，但這一政策仍延續(xù)到了今天。從最近的儲能配比不斷增加的趨勢上看，除了行政命令，似乎還有一些其他的因素促使新能源企業(yè)在配置更高比例、更長時間的儲能。

國家發(fā)改委的有關(guān)數(shù)據(jù)顯示，配置有儲能的新能源場站的調(diào)度方式與常規(guī)新能源場站無異，2021年投運的儲能電站平均利用小時數(shù)只有483小時。巨大的社會資源投資浪費顯然已現(xiàn)苗頭。當(dāng)大量配置的儲能設(shè)備無法收回投資，成為發(fā)電企業(yè)的沉重負(fù)擔(dān)時，儲能的電站的運行安全也將會埋下隱患。

系統(tǒng)性研究確定合理的儲能布局與儲能配比，出臺相關(guān)政策明確市場機制保證儲能參與電力市場獲得可保證的收益，顯然已經(jīng)成為目前儲能發(fā)展最急需解決的問題。

原標(biāo)題： 莫讓儲能成為新能源企業(yè)的沉重負(fù)擔(dān)